Противоаварийное управление электроэнергетическими системами

Для анализа ПАР и последовательности развития аварийных ситуаций используются массивы ретроспективной информации, накапливаемой в памяти ЭВМ.

Вторая функция - формирование модели текущего режима, оценивание состояния.

Задачи оперативного и автоматического управления решаются на основе моделей текущего режима. Применяются различные модели, с разной степенью сложности и подробностями, отражающими режимы контролируемых ЭЭС. Модели формируются на основе данных о топологии сети и о параметрах режима. Топология сети определяется на основании данных ТС, фиксирующих положение выключателей системы. Параметры текущего режима определяются на основании показаний ТИ.

В связи с недостаточностью указанных данных и их неточностью модель текущего режима формируется, в конечном счете, расчётным путём с помощью программ расчётов УР. При этом используются методы оценивания состояния ЭЭС. Оценивание состояния - получение наиболее достоверных параметров текущего режима сети. При указанных расчётах осуществляются детекция и идентификация. Детекция - выявление грубых ошибок в измерениях параметров режима. Идентификация - корректировка параметров модели сети.

Оценивание состояния позволяет кроме главного результата (формирования модели) выявить «плохие» данные, неисправности устройств ТМ, ошибки в топологии сети, формировать дополнительные нетелеизмеряемые величины (например, фазы напряжений).

Наряду с программами оценивания состояния в формировании моделей текущих режимов принимают участие программы эквивалентирования.

Модели текущих режимов созданы как для мини-ЭВМ, так и для универсальных ЭВМ. Они используются для оперативных расчётов УР, устойчивости, автоматики и др.

Формирование моделей перспективных режимов осуществляется на основе прогноза потребителей, генераций ЭС, состава сети.

Третья функция - оценка надёжности режима.

Критериями, по которым производится оценка надёжности текущего

режима ЭЭС, являются: а) условие баланса мощности для региона; б) термическая стойкость оборудования; в) устойчивость параллельной работы; г) ряд обобщённых показателей.

Оценка надёжности может производиться для текущего или ожидаемого (прогнозируемого) нормального режима, а также для возможного ПАР.

Контроль надёжности по балансу мощности для района энергетической системы.

Баланс активной мощности для каждого региона характеризуется тремя показателями:

Рг - генерируемой активной мощностью;

Рп - мощностью нагрузки, плюс мощностью на собственные нужды, плюс потерями мощности;

Рс - сальдо перетоков мощности (алгебраической суммой) с соседними ЭЭС (районами).

Эти показатели связаны выражением

Рп = РгРс

Контролируя текущие значения этих параметров и сопоставляя их с плановыми или с предельно допустимыми значениями, диспетчерский персонал оценивает насколько напряжён текущий режим, выявляет причины и виновников нарушения режима.

Значения Рг и Рс формируются по данным ТИ мощностей ЭС и перетоков мощности по МЛЭП. Величина Рп оценивается по вышеприведённому выражению.

Если имеется недостаток ТИ, то оперативный персонал вводит недостающую информацию. Если в составе программных средств АСДУ имеется соответствующее обеспечение, то потери мощности определяются в результате оперативных расчётов УР, выполняемых с использованием текущей информации.

Следует отметить, что программы для оперативных расчётов УР используются на разных этапах управления, планирования, подготовки диспетчерского персонала: текущего времени, предстоящего момента времени, прошлого (ретроспективного времени). На рис. 2.8 представлена структурная схема использования программы оперативного расчёта УР при различной информационной базе.

Контроль надёжности режима по термической стойкости оборудования

В этом случае диспетчеру выдаётся информация об опасности токовых перегрузок элементов ЭЭС в текущем режиме и о возможных перегрузках, которые могут возникнуть после отключения ВЛ, трансформаторов, генераторов. Диспетчер принимает необходимые меры по перераспределению мощностей.

Оценка надёжности режима по устойчивости параллельной работы

Для основных сетей ЕЭС и ОЭС предельно допустимые значения перетоков активной мощности по электропередаче определяются требованиями устойчивости (а не требованиями термической стойкости). В некоторых ОИУК эксплуатируются комплексы программ, позволяющих оперативно оценивать предельную по СУ мощность в контролируемых сечениях для текущих или прогнозируемых УР. В результате диспетчеру выдаются значения коэффициентов запаса СУ, что даёт возможность ему при необходимости принимать соответствующие меры.

Оценка надёжности режима по обобщенным показателям

В качестве них могут использоваться различные показатели. Один из них - суммарное значение мощности нагрузки, которая будет отключена действием ПА при всех возможных аварийных нарушениях режима (САОН).

Четвертая функция - ретроспективный анализ аварийных событий.

С помощью накапливаемых в памяти ЭВМ ОИУК данных ТС и ТИ оперативный персонал может производить ретроспективный анализ аварий следующей последовательности: возникновения, развития и ликвидации аварийной ситуации.

Для реализации этой функции в ОИУК ЦДУ ЕЭС, на базе ЭВМ формируются:

- скользящие архивы всех телеизмеряемых параметров следующей длительностью: 7 суток с дискретностью 5 мин; 1 сутки с дискретностью 30 с; полминуты с дискретность 1 с (до 200 телеизмеряемых параметров);

- архивы аварийных ситуаций, в которых автоматически или по команде диспетчера записываются все телеизмерямые параметры с дискретностью в несколько секунд во время аварии.

Пятая функция - определение расстояний до места повреждения ЛЭП.

Эта функция реализуется в ОИУК с помощью ЭВМ на основании замеров напряжений и токов нулевой и обратной последовательностей, фиксируемых в момент повреждения. Соответствующие программы производят расчёт места КЗ на основании двух или одного измерения значений параметров аварийного режима, поступающих в ОИУК с каждого конца повреждённой ВЛ.

Шестая функция - формирование советов диспетчеру по обеспечению надёжности в текущем режиме.

Программы, реализующие эту функцию, формируют советы диспетчеру по восстановлению нормального значения частоты в ЭЭС или по устранению перегрузки элементов сети, опасной по критериям термической стойкости или устойчивости параллельной работы.

Эти программы работают в режиме реального времени. С их помощью просчитывается ряд возможных путей развития аварийной ситуации с возможными разными сочетаниями УВ. Выбирается наиболее предпочтительный вариант выхода из аварийной ситуации и выдаются соответствующие советы диспетчеру.

Кроме рассмотренных, системы АСДУ могут выполнять и другие функции.

Перспективы совершенствования функций противоаварийного оперативного управления в автоматических системах диспетчерского управления

Совершенствование АСДУ будет осуществляться на базе новых ЭВМ в следующих направлениях:

- повышение точности информации (более точными датчиками, каналами передачи данных, программами оценивания состояния, достоверизацией информации);

- улучшение средств и методов представления информации;

- создание единой системы регистрации и анализа аварийных событий;

- совершенствование контроля и диагностирования средств РЗ и ПАА;

- углубление взаимодействия АСДУ с системой ПА;

- совершенствование моделей оперативных расчётов УР;

- формирование советов диспетчеру по устранению нарушений нормального режима;

- более широкое внедрение алгоритмов оперативного расчёта СУ;

- повышение точности определения расстояния до места повреждения ВЛ.

Диспетчерские тренажёры

Для обучения и проверки знаний оперативного персонала применяются тренажёры. Применение тренажёров обеспечивает освоение оперативным персоналом следующих функций:

- производство оперативных переключений в распределительных устройствах ЭС и ПС; +

- ведение нормального режима с поддержанием установленных значений f, U, перетоков мощности;

- анализ аварийных ситуаций, принятие решений по предотвращению развития аварийных нарушений и восстановлению нормального режима.

В общем случае тренажёры разделяются на две группы:

- логические тренажёры, предназначенные для приобретения персоналом навыков по управлению коммутационной аппаратурой - тренажёры оперативных переключений (ТОП);

- режимные тренажёры, предназначенные для приобретения персоналом навыков по поддержанию режима работы ЭЭС в заданной области.

В свою очередь режимные тренажёры подразделяются на статические и динамические.

Статические режимные тренажёры обеспечивают моделирование УР, получившегося в результате какого-либо возмущения исходного режима. Процесс перехода от исходного режима к рассматриваемому не моделируется (и не рассматривается).

Динамические режимные тренажёры моделируют изменение параметров режима во времени. Они позволяют тренировать персонал в условиях, близких к реальным. В этих тренажёрах ЭЭС моделируются дифференциальными уравнениями, описывающими электромеханические переходные процессы.

Разработаны несколько вариантов тренажёров. Один из них (разработан институтом ЭСП и ЦДУ ЕЭС) содержит: модель ЭЭС до 100 узлов (из них до 25 генераторных); модели АРЧМ; модели ПАА; систему диалога и документирования.

Режим тренировки диспетчера может осуществляться как в режиме реального времени, так и в замедленном масштабе времени. В результате моделирования определяется изменение во времени всех необходимых параметров режима.

Предусматриваются два основных режима тренировки. В первом - одновременно, каждый за своим дисплеем, работают тренирующийся диспетчер и инструктор. Инструктор задаёт изменения режима, а диспетчер воздействует на элементы ЭЭС или устройства автоматики, старается поддержать заданный или допустимый режим. Инструктор оценивает действия обучающегося.

Второй режим тренировки - режим самостоятельной тренировки. В этом случае сценарий тренировки задан заранее и записан в памяти ЭВМ. В сценарии определены моменты времени и виды событий, которые произойдут в ЭЭС в эти моменты. Тренируемый диспетчер, которому неизвестен заранее сценарий тренировки, наблюдая за изменением режимных параметров, должен поддерживать заданный режим. Сценарий тренировки может включать внезапные изменения нагрузки и генерации в узлах, отключение ВЛ, трансформаторов и др.

Предусмотрен режим моделирования АР. В случае разделения ЭЭС на несколько изолированных частей предусмотрены их раздельное моделирование, возможность синхронизации и подключения на параллельную работу (события, которые происходят слишком быстро и не фиксируются оперативным персоналом, не моделируются).

5.5 Основы противоаварийного автоматического управления

Несмотря на развитие и совершенствование системы ПАОУ, основная роль в управлении аварийными режимами принадлежит системе ПААУ.

Весь комплекс устройств ПААУ осуществляет следующие три функции: а) фиксируется факт и место возникновения аварийного нарушения (ВВ) и обеспечивает отделение повреждённого участка от ЭЭС; б) предотвращается распространение и развитие аварии; в) восстанавливается нормальный режим.

В общем случае система ПААУ включает комплекс устройств РЗ, устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ), АПВ, АВР, ПАА.

Определённый (косвенный) вклад в ПАУ вносят устройства автоматического управление нормальными режимами: АРЧМ, АРВ, АРН. Эти устройства облегчают решение задач ПААУ. Они, в частности, устраняют небольшие возмущения, возникающие в нормальном или утяжелённом режиме, и тем самым предотвращают развитие аварийных ситуаций.

Одной из задач системы АРЧМ является ограничение перетоков мощности по контролируемым ЛЭП, что способствует обеспечению статической устойчивости.

АРВ, регулируя напряжение на зажимах генераторов, повышает пределы статической устойчивости ЭЭС. АРН, регулируя напряжение, способствует повышению устойчивости нагрузки.

На разных этапах развития аварии все существующие устройства ПААУ действуют в следующей очерёдности:

1. Релейная защита выявляет и отключает повреждённый участок.

2. Устройства АПВ, восстанавливают нормальную схему сети в случае, если повреждение оказалось неустойчивым («самоустранилось»).

Далее при необходимости начинают действовать устройства ПАА, которые по своему функциональному назначению могут быть разделены на четыре основные группы.

3. Первая группа устройств ПАА - устройства, предотвращающие нарушения статической и динамической устойчивости. Начинают действовать при наличии опасности нарушения устойчивости.

4. Вторая группа устройств ПАА - устройства, предотвращающие или ликвидирующие асинхронные режимы. Вступают в действие, если первая группа на справляется со своей задачей и устойчивость ЭЭС нарушается (не обеспечено сохранение устойчивости).

5. Третья группа устройств ПАА - устройства, предназначенные для ограничения опасных понижений или повышений частоты и напряжения.

6. Четвёртая группа устройств ПАА - устройства, способствующие восстановлению нормальных схем и режимов. К этой группе примыкают и самостоятельные локальные системы, например, АВР.

Основные технические требования к устройствам ПААУ: быстродействие, чувствительность, селективность, надёжность, точность.

Функциональные и режимные требования к системам ПАА следующие:

1) глобальность, т.е. система ПАА должна охватывать всю ЭЭС (в конечном счёте - всю ЕЭС России);

2) адаптивность, которая определяется возможностью автоматического изменения функций и уставок при изменении схем и режимов ЭЭС;

3) наращиваемость - при развитии ЭЭС ПАА должна в основном лишь дополняться новыми каналами передачи информации при несложных изменениях алгоритма без существенных изменений её структуры;

4) инвариантность, т.е. обеспечение локализации аварий в каком-либо одном районе в максимальной степени за счёт управляющих воздействий в этом и ближайших к нему районах.

5.6 Структура противоаварийной автоматики

На рис. 2.9 показаны основные подсистемы системы ПАА. Система ПАА состоит из 7 подсистем, различающихся по своему функциональному назначению.

1. Автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АПНУ).

2. Автоматическая ликвидация асинхронных режимов (АЛАР).

3. Автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ).

4. Автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН).

5. Автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ).

6. Автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН).

7. Автоматическая разгрузка оборудования (АРО) или автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО).

Все указанные подсистемы ПАА управляют переходными режимами посредством УВ (рис 2.9). Применяются следующие виды УВ:

- кратковременная разгрузка паровых турбин (КРТ); импульсная разгрузка турбин (ИРТ);

- ограничение мощности паровых турбин (ОМ); длительная разгрузка турбин (ДРТ);

- загрузка паровых турбин (ЗТ);

- отключение генераторов (ОГ);

- отключение нагрузки (ОН);

- форсировка возбуждения генераторов (ФВ);

- форсировка конденсаторных батарей установок продольной и поперечной компенсации (ФК);

- отключение и включение шунтирующих реакторов (ОШР и ВШР или ОВР);

- деление ЭЭС (ДС);

- включение резерва (ВР); реализация резерва мощности (РРМ);

- электрическое торможение генераторов (ЭТ);

- ФУ - фазовое управление.

В настоящее время применяются три типа систем ПА: локальные, децентрализованные и централизованные комплексы. Централизованные отличаются от локальных тем, что вся информация о предшествующем режиме и схеме, а также о признаках, характеризующих вид, место и тяжесть аварии, собирается в одном месте - центральном устройстве.

Центральное устройство ПАА на основе полученной информации вырабатывает УВ и посылает их на объекты управления.

В децентрализованных комплексах есть элементы централизованных.

Все подсистемы ПАА, функционируя совместно, взаимно дополняют и резервируют друг друга и образуют таким образом эшелонированную систему ПАА, обеспечивающую требуемый уровень живучести ЭЭС.

Наиболее сложной подсистемой ПАА является подсистема АПНУ, представляющая собой первый эшелон ПАА. На неё возлагаются задачи обеспечения устойчивости ЭЭС.

В общем случае задача АПНУ сводится к следующему: при данной схеме сети определить с помощью вычислительного устройства параметры (виды и дозировки) управляющих воздействий для сохранения устойчивости по параметрам: а) характеризующим исходный режим; б) характеризующим возмущение.

По параметрам «а» оценивается напряжённость исходного режима. По параметрам «б» оценивается тяжесть возмущения.

В упрощённом изложении основные функции АПНУ следующие:

- контроль доаварийной схемы и параметров режима ЭЭС;

- выявление и фиксация моментов опасных отклонений параметров режима или (и) аварийных нарушений режима;

- выработка необходимых управляющих воздействий;

- передача этих воздействий на объекты.

Система ПАА содержит следующие взаимосвязанные основные устройства.

1. Измерительные (или выявительные) органы (ИО) (датчики информации) контролируют исходное состояние схемы сети и её режим. Эта информация характеризует напряжённость исходного режима и используется для формирования УВ.

2. Пусковые органы (ПО) или пусковые устройства (ПУ) выявляют аварийные возмущения в ЭЭС и опасные значения параметров, а также их тяжесть. ПО размещаются на объектах, где фиксируются аварийные возмущения. При срабатывании ПО на их выводах появляются сигналы, которые используются далее для выбора и реализации УВ.

3. Устройство автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ) в зависимости от параметров исходного режима и схемы сети определяет для каждого возмущения вид и дозу УВ. Оно является центральным и самым сложным устройством ПА. Устройство АДВ выполняется или на базе релейных логических элементов, или на базе ЭВМ. В последнем случае рассчитанные в устройстве АДВ УВ запоминаются в устройстве автоматического запоминания (АЗД). Устройство АЗД устанавливается в месте установки АДВ или в местах реализации УВ.

4. Исполнительные устройства (ИУ) реализуют управляющие воздействия.

5. Устройства телепередачи сигналов автоматики (ТСА) обеспечивают связь и взаимодействие между собой отдельных устройств системы ПА.

Сигналы пусковых органов и сигналы управляющих воздействий составляют аварийную информацию. Она должна передаваться по возможности быстрее. Для этой цели используется аппаратура быстродействующей передачи сигналов. Остальные сигналы составляют доаварийную информацию. Эта информация передаётся непрерывно по обычным каналам телемеханики.

5.7 Учет систем электроснабжения в противоаварийном управлении электроэнергетическими системами

5.7.1 Общие положения

При решении задач обеспечения устойчивости ЭЭС необходимо учитывать устойчивость узлов нагрузки (устойчивость систем электроснабжения). Это обусловлено неразрывностью процессов производства, распределения и потребления электроэнергии.

Исходные возмущения, нарушающие работу систем электроснабжения, во многих случаях происходят в ЭЭС.

С другой стороны, переходные процессы в нагрузке могут становиться причиной нарушения нормальной работы ЭЭС, например, КЗ, внезапные сбросы нагрузки, набросы реактивной нагрузки при нарушении устойчивости двигателей. Особенно значительны эти набросы Q при переходе синхронного двигателя (СД) в асинхронный режим. Это может вызвать настолько глубокие снижения напряжения на соседних подстанциях, что и там нарушается устойчивость двигателей. В результате возникает лавинообразный процесс, который может охватить значительную территорию и привести к нарушению устойчивости в ЭЭС в целом (устойчивость параллельной работы генераторов).

5.7.2 Основные причины нарушения работы потребителей при кратковременных нарушениях электроснабжения (КНЭ)

1. Самоотключения (излишние отключения) электроустановок при КНЭ. Они обусловлены частым применением несовершенных устаревших коммутационных аппаратов, в частности магнитных пускателей обычного исполнения. При напряжении, сниженном на 20 - 40 % и более, якорь магнитного пускателя удерживается в течение всего лишь нескольких периодов промышленной частоты.

2. Невозможность самозапуска асинхронных двигателей. Одновременный самозапуск всех двигателей крупного предприятия, как правило, неосуществим из-за глубоких понижений напряжений в сети при токовых перегрузках. Поэтому при отсутствии специальных мер, обеспечивающих уменьшение числа двигателей, участвующих в одновременном самозапуске, их приходится отключать, что нарушает технологические процессы.

3. Нарушение устойчивости СД. СД значительно более уязвимы при КНЭ по сравнению с асинхронными двигателями (АД). За время КНЭ угол увеличивается, что приводит к нарушению ДУ.

5.7.3 Противоаварийные мероприятия в ЭЭС

Одной из задач противоаварийных мероприятий является обеспечение таких условий, в которых длительность КНЭ (при нормальной схеме, нормальном режиме и штатной работе выключателей, систем защиты и ПАА) меньше критического времени перерыва питания .

Перечислим некоторые из противоаварийных мероприятий:

· Замена упрощенных подстанций на подстанции с полным комплектом выключателей.

· Применение устройств изменения реактивной мощности (УИРМ), (СТК), что позволяет локализовать зону глубоких снижений напряжения при КЗ в распределительных сетях.

· Применение однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) в распределительных сетях. При успешных ОАПВ устойчивость двигателей обычно не нарушается.

· Повышение быстродействия отключения КЗ в распределительных сетях.

· Обоснованное (правильное) использование батарей конденсаторов (БК), имея в виду отрицательный регулирующий эффект БК.

· При наличии двигателей вблизи электрического центра качаний при АР использование превентивного деления ЭЭС - до того как угол между эквивалентными ЭДС по концам связи достигнет критического значения, когда сохранение устойчивости уже невозможно (-). Конкретное значение критического угла определяется в результате предварительных расчетов.

5.7.4 Противоаварийные мероприятия в системах электроснабжения (на промышленных предприятиях)

Проводятся следующие мероприятия:

· Предотвращение самоотключения электроустановок, например путем замены или модернизации магнитных пускателей и других коммутационных аппаратов.

· Сокращение длительности КЗ.

· Ускорение АВР. Это одно из наиболее важных средств повышения ДУ и РУ двигателей.

· Отключение неответственной нагрузки при КНЭ. Это позволяет улучшить условия самозапуска ответственных двигателей. Данная мера реализуется такими же средствами, что и специальная автоматика отключения нагрузки (САОН) ЭЭС.

· Повышение ДУ и РУ СД. Средства для этого:

- быстродействующая разгрузка приводимых во вращение механизмов;

- АРВ;

- гашение поля синхронных двигателей, выпавших из синхронизма, для облегчения их ресинхронизации.

· Быстрое отключение синхронных двигателей, выпавших из синхронизма.

· Автоматический повторный пуск двигателей (АПП).

6. Основные подсистемы противоаварийного автоматического управления электроэнергетическими системами

6.1 Автоматическое предотвращение нарушений устойчивости

Комплекс устройств АПНУ предназначен для предотвращения нарушения ДУ при аварийных возмущениях и обеспечения нормативного запаса СУ в ПАР.

Устройства АПНУ должны выполнять свои функции для всех сочетаний схем, режимов и аварийных возмущений.

В общем случае особенностью АПНУ являются три фазы ее функционирования:

а) ПАУ для сохранения ДУ в аварийном режиме;

б) ПАУ для обеспечения устойчивости перехода к ПАР;

в) ПАУ для сохранения статической устойчивости в ПАР.

Однако при эффективном управлении в аварийном и послеаварийном режимах, как правило, обеспечивается и устойчивость перехода от аварийного режима к ПАР. Поэтому на практике в АПНУ реализуются лишь первая и третья фазы ПАУ, т.е. ПАУ ДУ и ПАУ СУ.

Еще одной важнейшей особенностью функционирования АПНУ является практическая бесчисленность ВВ в ЭЭС и соответственно многовариантность необходимых УВ.

В связи с указанными обстоятельствами комплекс АПНУ является наиболее сложным из всех комплексов ПАА. Он обычно включает в себя следующие устройства (структурная схема ЦС АПНУ рассматривалась ранее):

- измерительные органы (ИО) или датчики информации (ДО);

- пусковые органы (ПО) или пусковые устройства (ПУ) (для простейших схем АПНУ - пускодозирующие устройства (ПДУ));

- устройства дозировки воздействий (УДВ) или (АДВ);

- устройства запоминания дозировок (УЗД) или (АЗД);

- устройства передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК) или (ТСА);

- исполнительные устройства (ИУ).

ИО дают информацию о доаварийной схеме и режиме ЭЭС для оценки напряженности исходного режима, что используется для определения необходимых УВ.

ПО или фиксируют непосредственно аварийные возмущения, или реагируют на изменение режимных параметров, вызванных этим возмущением.

Чаще всего используются:

- фиксация возмущения: ФОЛ по положению выключателей; фиксация отключения элемента по сбросу мощности (реле мощности); фиксация тяжести КЗ (сброс мощности и длительности КЗ);

- фиксация аварийной перегрузки: по факту увеличения передаваемой активной мощности; по факту увеличения тока по передаче; по факту увеличения угла по передаче.

Сработавший ПО выбирает требуемое УВ из состава запомненных УЗД (АЗД).

В АПНУ используются практически все УВ, которые должны обеспечивать:

а) для управления СУ:

- разгрузку контролируемого сечения (ДРТ, ОГ, ОН, ДС);

- увеличение пропускной способности сечения (ФВ, ФК, ОШР);

б) для управления ДУ:

- устранение избытка и дефицита активной мощности на валах генераторов (ФВ, ИРТ, ОГ, ОН, ЗТ);

- гашение избыточной кинетической энергии генераторов, накопленной при ускорении (ИРТ, ФВ, ЭТ).

Устройства АДВ являются самыми сложными устройствами АПНУ. Они рассчитывают для всех возмущений (для всех ПО) необходимые УВ и посылают их для запоминания в устройства АЗД.

Нередко в АПНУ используются схемы фиксации мощности в режиме, предшествующем аварии.

Указанное устройство (КПР - контроль предшествующего режима) является дополнительным устройством для ввода автоматики в действие при определенном значении мощности по передаче.

Фиксация мощности ЭП производится с помощью специального органа фиксации, выполненного на основе реле активной мощности.

В простых системах АПНУ устройства КПР выступают в роли АДВ: при срабатывании они сразу подают сигнал на реализацию заготовленных заранее УВ (каждому устройству КПР - свое УВ).

Первые устройства АДВ выполнены на базе аналогорелейных преобразователей, состоящих из максимальных реле активной мощности, реле времени, промежуточных реле и коммутаторов.

Возможности подобных устройств АДВ ограничены, поэтому в последнее время все шире применяются ЭВМ для решения функций АДВ.

Устройства передачи аварийных сигналов и команд. Схема УПАСК состоит из передатчика, приемника и канала связи. В качестве высокочастотного (ВЧ) канала связи используют провод ВЛ, трос ВЛ (иногда кабель).

Все устройства АПНУ могут быть разделены на следующие группы:

Локальные (однофункциональные устройства ПА)	Реагируют на местные признаки опасных изменений схемы и режима; реализуют УВ в пределах одного объекта
Децентрализованные комплексы	Состоят из ряда устройств. УВ дозируются в нескольких пунктах, где проявляются нарушения, на основе местной информации. УВ могут реализовываться на объектах, удаленных от мест установки ПО, передаются с помощью средств телеуправления.
Централизованные комплексы	Охватывают большие районы с размещением всех элементов на разных объектах. Контролируют схему и режим всего района, вырабатывают УВ и передают команды для их исполнения (вся информация собирается в одном центральном устройстве).

Рассмотрим в упрощенном представлении порядок работы ЦС АПНУ. Прежде всего отметим, что для каждой возможной аварийной ситуации ставится в соответствие «свой» ПО, т.е. перечень возможных возмущающих воздействий заранее намечается.

В устройстве АДВ непрерывно в циклическом режиме определяются необходимые УВ для всех намеченных аварийных нарушений (для всех ПО).

В соответствии с этими УВ после каждого цикла расчетов подготавливаются цепи (в АДВ или АЗД), которые связывают все ПУ и все ИУ (рис. 3.1), т.е. осуществляется настройка АЗД. По существу настройка АЗД на выбранные УВ заключается в выборе точек соединения горизонтальных и вертикальных шинок соединения шинного коммутатора.

При аварийном нарушении срабатывает соответствующий ПО, который замыкает свой контакт, например ПО-1. Тяжесть исходного режима контролируется КПР: при достижении передаваемой по контролируемой линии мощности уставки, например КПР-1, замыкается соответствующий контакт. В результате образуется цепочка в АЗД, по которой передается сигнал на реализацию заготовленного УВ. В рассматриваемом примере это УВ реализуется ИУ-2.

Рис. 3.1 Шинный коммутатор АЗД

Следует обратить внимание на то, что запуск автоматики осуществляется только при замыкании обоих контактов в цепи.

В подсистему АПНУ входят следующие устройства автоматики разгрузки (это в основном локальные комплексы).

Для управления ДУ:

АРБКЗ - автоматика разгрузки при близких КЗ;

АРЗКЗ - автоматика разгрузки при затяжном КЗ.

Для управления СУ:

АРОЛ - автоматика разгрузки при отключении ЛЭП;

АРОДЛ - автоматика разгрузки при отключении двух ЛЭП;

АРОТ - автоматика разгрузки при отключении трансформатора;

АРПМ - автоматика разгрузки при фиксации перегрузки по мощности элементов сети;

АРПФУ - автоматика разгрузки при фиксации перегрузки ЭП по значению фазового угла;

АРОГ - автоматика разгрузки при отключении генератора.

Для иллюстрации приводится краткая характеристика одной из перечисленных автоматик - АРБКЗ. АРБКЗ устанавливается обычно на крупных ЭС и осуществляет их разгрузку для сохранения ДУ при близком КЗ независимо от места повреждения.

Обычно используется КРТ через электрогидравлический преобразователь (ЭГП) и лишь при отсутствии такой возможности используется ОГ.

В состав АРБКЗ входят:

- ПУ, фиксирует КЗ по возникновению несимметрии токов по фазам (по току обратной последовательности);

- ПДУ, фиксирует снижение напряжения (УФСН) или снижение напряжения прямой последовательности (УФСНП);

Иногда дополнительно к УФСН устанавливаются устройства:

- фиксации сброса активной мощности (УФСМ);

- устройства контроля предшествующего режима по активной мощности (УКПР), фиксирующие степень тяжести предшествующего режима. КПР определяет, какое УВ должно исполняться из числа заранее заготовленных.

6.2 Автоматическая ликвидация асинхронных режимов

Наиболее часто причиной асинхронных режимов в ЭЭС является нарушение динамической и статической устойчивости.

Для асинхронных режимов характерно периодическое изменение вектора ЭДС хотя бы одной станции системы на угол, больший , вследствие того что роторы генераторов вращаются со скоростью , отличной от синхронной .

На рис. 3.2,а показано, как меняется положение вектора ЭДС Е (а следовательно, и ротора) одной из станций системы при больших синхронных качаниях, когда вектор перемещается из положения 1 в положение 2, и при асинхронном ходе этой станции, когда из положения 1 вектор перемещается в положение 3, «обогнав» вектор напряжения U.

На рис 3.2,б,в показано, что мощность синхронной машины, обусловленная ее возбуждением (синхронная мощность), меняется в зависимости от угла и времени примерно по синусоидальному закону. Для асинхронного хода характерно периодическое изменение знака синхронной мощности (синхронная мощность пульсирует).

При асинхронном режиме синхронная машина одновременно с синхронной мощностью развивает и асинхронную мощность . Вращаясь с другой скоростью, ротор пересекает линии поля статора, в результате чего в обмотке ротора будут наводиться дополнительные токи с частотой скольжения, которые вызывают дополнительный момент .

Характерные признаки асинхронных режимов:

Периодические изменения действующих значений напряжения в различных точках ЭП.

Монотонное увеличение (изменение) угла.

Рис.3.2 Изменение ЭДС и мощности при синхронных качаниях и асинхронном ходе: а- изменение положения вектора ЭДС; б- график изменения мощности в зависимости от угла д; в- график изменения мощности в зависимости от времени t

На рис.,а для четырех значений угла (а); (б) ; (г) и (д) построены векторные диаграммы напряжений в произвольных точках А и Б ЭП в простейшей идеализированной 2 - машинной системе с сопротивлением . Векторная диаграмма на рис. 3.2,б поясняет построение для одного значения угла .

Падение напряжения на участке ЭП, например 1А,

,

а напряжение

.

По диаграммам построены кривые изменения напряжения в различных точках ЭП (рис. 3.3,в). Из приведенных данных следует, что при асинхронном режиме напряжение в любой точке ЭП достигает минимального значения при . Точка, в которой напряжение снижается до нуля, называется электрическим центром качаний (ЭЦК.). Следует отметить, что в сложных ЭЭС в ЭЦК напряжение минимально, но необязательно нулевое.

Периодические изменения (качания) тока во всех элементах, связывающие несинхронные ЭДС.

Ток асинхронного режима

4. Периодические изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления, установленных в различных точках ЭП,

5. Периодические изменение (качания) активной мощности в ЭП с изменением знака мощности (направления мощности по передаче).

Отличительной особенностью зависимости является изменение знака мощности при , когда ток достигает максимума .

Опасность АР: глубокие понижения U, особенно вблизи электрического центра качаний, протекание больших токов качаний, которые могут превышать токи КЗ, колебания Р (опасность для потребителей и оборудования).

Комплекс АЛАР представляет собой совокупность локальных устройств, каждое из которых предназначено для ликвидации АР в одном или нескольких сечениях. Функции АЛАР реализуют автономные устройства ПАА.

Размещение устройств АЛАР, выбор типов этих устройств (способы выявления АР, характер действия), настройка осуществляются на основе расчетов УР и переходных режимов.

Эти расчеты позволяют:

Выявить возможные сечения АР, параметры АР и влияние на элементы ЭЭС.

Оценить возможность кратковременного АР, условия ресинхронизации, УВ для ресинхронизации.

Определить параметры, на которые должны реагировать АЛАР, их уставки срабатывания.

Для выявления и контроля - ликвидации АР используются ПАУ, реагирующие на следующие параметры (фиксирующие их):

- снижение сопротивления и скорость его снижения;

- увеличение угла сверх некоторого критического, при достижении которого синхронизм нарушается ();

- циклы АР (n );

- колебания тока; мощности Р (направление мощности), совпадение перехода Р через нуль с максимумом тока.

Рис. 3.3 Распределение напряжения вдоль линии при асинхронном ходе: а- векторные диаграммы напряжений для различных значений угла д; б- векторная диаграмма для угла д=; в- кривые изменения мощности от времени t

Рис. 3.3 Продолжение

Способы ликвидации асинхронных режимов.

Применяются два способа ликвидации асинхронных режимов:

Ресинхронизация, т.е. восстановление синхронизма выпавшего генератора без отключения его от сети после кратковременного асинхронного режима; при ресинхронизации требуется обеспечить условия ресинхронизации, т.е. сблизить скорости несинхронных частей. Признаком ресинхронизации является переход скольжения через нуль.

Разделение несинхронно работающих частей ЭЭС с последующей синхронизацией после мероприятий по восстановлению частоты в отделившихся частях.

Первый способ - ресинхронизация - предпочтительнее, так как он обладает рядом преимуществ, главное из которых - быстрота восстановления синхронизма; кроме того, неотключенный генератор, даже работая в асинхронном режиме, выдает в сеть некоторую мощность, что способствует сохранению питания потребителей.

Для целей ресинхронизации привлекаются практически все УВ. При этом они выбираются в следующем порядке: РТ, ОГ, ДС - в избыточной части ЭЭС; ЗТ, ОН, ДС, ВР - в дефицитной. Вид УВ выбирается в зависимости от знака скольжения: ускоряется или тормозится генератор.

На рис. 3.4 показан характер протекания процесса при выпадении генератора из синхронизма, при ускорении и последующей ресинхронизации (возмущение - трехфазное КЗ; АР продолжается пять полных циклов).

Практика показывает, что, как правило, если скольжение изменяет знак, то ресинхронизация осуществляется. Поэтому считается: признак ресинхронизации - переход скольжения через нуль.

Следует иметь в виду, что условия ресинхронизации ГГ более тяжелые, чем турбогенераторов (ТГ), поскольку асинхронный момент ГГ весьма мал, особенно ГГ без успокоительных обмоток (как более «легких» машин).

Рис. 3.4 Характер изменения скольжения и угла при АР и ресинхронизации: а - график изменения скольжения; б - график изменения угла

Устройства АЛАР должны выполняется таким образом, чтобы они в первую очередь способствовали ресинхронизации, т.е. осуществляли мероприятия, направленные на установление баланса мощностей в несинхронно работающих частях ЭЭС (в избыточной части при положительном скольжении, т.е. увеличении скорости вращения ротора, используются УВ по уменьшению генерируемой мощности, в дефицитной части при отрицательном скольжении, т.е. при торможении роторов (уменьшении частоты), используются УВ по уменьшению нагрузок и увеличению генерирующей мощности).

Второй способ - деление ЭЭС. В тех случаях, когда асинхронный режим недопустим или ресинхронизация не произошла за заданное время (в общем случае до 30 с) по каким-либо причинам, АЛАР осуществляет деление ЭЭС.

В ситуациях, когда АР вообще недопустим, применяется так называемая неселективная делительная автоматика.

Перечислим основные из этих ситуаций:

- если вблизи ЭЦК расположены ответственные потребители, и при АР возможен их останов или отключение;

- если АР может привести к нарушению устойчивости по другим связям;

- если в АР возникают токи, недопустимые для оборудования.

Существующие «Руководящие указания» требуют:

1. АЛАР следует устанавливать на всех ЭП, где может возникнуть АР. Это очень ответственная автоматика, поэтому на линиях устанавливают по два (а иногда и более) комплекта автоматики.

2. Если АР вообще недопустим, то применяется неселективная делительная автоматика, осуществляющая деление при первом же достижении углом значения или несколько раньше.

3. В остальных случаях действие АЛАР должно быть обязательно селективным, т.е. должна быть предусмотрена ресинхронизация.

В тех случаях, когда ресинхронизация маловероятна, деление должно производиться через два - три цикла АР или с выдержкой времени не более 6 с.

Если ресинхронизация возможна, то АЛАР должна осуществлять деление с учетом времени, необходимого для ресинхронизации, т.е. через три - пять циклов асинхронного режима, но не позже, чем через 15 - 30 с.

При выборе мест установки АЛАР следует стремиться обеспечить следующие требования: минимальное понижение частоты в приемной части ЭЭС, минимальное число отключаемых выключателей и линий, сохранение допустимых уровней напряжения на приемных подстанциях, размещение устройств автоматики по возможности ближе к центру качаний.

Если автоматика не сработала, дежурный персонал должен принять меры по восстановлению синхронизма вплоть до ручного отделения несинхронно работающей части. Не допускается асинхронный режим более 3 мин.

На рис. 3.5 приведена одна из структурных схем устройства АЛАР. Устройство имеет трехступенчатое исполнение. Первая ступень (I) выявляет АР на первом его цикле, вторая ступень (II) действует по истечении 2 - 4 циклов АР, третья ступень (III) действует с дополнительной выдержкой времени после срабатывания второй ступени.

АР выявляется путем фиксирования изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления, а также знака мощности ЭП. Для этой цели используется комплект реле сопротивления типа КРС - 2, содержащий три направленных реле сопротивления KZ1 - KZ3. Для фиксирования изменения знака мощности используется максимальное реле мощности KW1.

Остальные обозначения в схеме:

, - элементы выдержки времени;

запрет - логический элемент;

И - логический элемент;

- счетчик циклов;

- элемент контроля периода АР;

I(У), I(Т), II(У), II(Т), III - выходные цепи трех ступеней устройства с фиксацией ускорения (У) или торможения (Т) генераторов ЭЭС.

Первая ступень устройства действует на первом цикле при нарушении устойчивости при недопустимости АР. Принцип действия первой ступени основан на измерении скорости изменения сопротивления на зажимах реле сопротивления. Поочередное срабатывание двух реле сопротивления означает, что происходит процесс снижения сопротивления. Однако для селективности работы используется второе условие срабатывания - факт прохождения угла через критическое значение. Сигнал о прохождении угла через критическое значение поступает от выявительного органа второй ступени.

Рис. 3.5 Структурная схема АЛАР

Если имеет место ускорение генераторов, на выходе устройства появляется сигнал I(У), если имеет место торможение, то - сигнал I(Т). (Элемент времени имеет выдержку времени 0,1 - 0,2 с.)

Вторая ступень устройства. Используется комбинированный выявительный орган, реагирующий на изменение сопротивления на зажимах реле сопротивления и знака мощности ЭП. Принцип работы выявительного органа основан на фиксировании последовательного срабатывания и возврата реле сопротивления и реле мощности в процессе изменения угла .

В работе этой ступени участвует счетчик циклов асинхронного режима , который контролирует количество циклов и после заданного числа циклов подает соответствующий сигнал.

По цепям II(У) и II(T) производится действие, направленное на ресинхронизацию или, если ресинхронизация недопустима, на разделение ЭЭС на несинхронные части.

Третья ступень устройства применяется в том случае, если первая или вторая ступени действуют на ресинхронизацию. В этих условиях третья ступень резервирует действии первых двух. Если в результате УВ, направленных на ре-синхронизацию, АР не ликвидирован, третья ступень устройства с выдержкой времени действует на разделение ЭЭС на несинхронно работающие части.

Выдержка времени должна превышать возможную продолжительность ресинхронизации и должна быть меньше допустимой продолжительности АР. Обычно эта выдержка до 30 с. Наличие АР по истечении проверяется по факту повторного срабатывания второй ступени устройства.

Следует отметить, что в настоящее время, кроме применения для АЛАР схем, выполненных на серийных реле, используются специальные реле асинхронного режима.

6.3 Автоматическое ограничение снижения частоты

АОСЧ выявляет опасное снижение частоты, прекращает ее снижение и восстанавливает частоту.

Торможение роторов генераторов, а следовательно, и снижение частоты происходит при возникновении дефицита активной мощности в ЭЭС.

Существенное снижение частоты опасно тем, что может возникнуть «лавина частоты», что, в свою очередь, может привести к погашению электростанций.

Комплекс устройств АОСЧ должен предотвращать (не допускать) работу ЭЭС с частотой:

- ниже 45 Гц;

- ниже 46 Гц в течение времени более 10 с;

- ниже 47 Гц в течение времени более 20 с;

- ниже 48,5 Гц в течение времени более 60 с.

Свои задачи устройства АОСЧ решают за счет ликвидации дефицита активной мощности путем увеличения генерации и уменьшения потребления .

В состав подсистемы АОСЧ входят:

- автоматический частотный ввод резерва (АЧВР);

- автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

- дополнительная разгрузка, действующая при больших местных дефицитах мощности;

- восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ);

- выделение электростанций или генераторов на питание собственных нужд электростанций (делительная автоматика по частоте).

Устройства АОСЧ действуют по:

- факту снижения частоты и (или) скорости ее снижения;

- факторам, свидетельствующим о возникновении дефицита мощности: отключение питающих элементов сети, сброс активной мощности и т.п.

Выбор, размещение и настройка устройств АОСЧ осуществляется на основе анализа схем и режимов ЭЭС. При этом выявляются все реально возможные варианты возникновения аварийных дефицитов мощности, начиная с элементарных узлов (электростанций с нагрузкой) и кончая всей параллельно работающей ЭЭС.

Далее дана краткая характеристика устройств АОСЧ.

Автоматика частотного ввода резерва

Данная автоматика реализует частотный пуск и загрузку генераторных мощностей.

Это:

- пуск резервных ГГ;

- пуск резервных газотурбинных установок (ГТУ);

- перевод ГГ из режима СК в активный режим;

- использование вращающегося резерва.

Автоматическая частотная разгрузка

Система АЧР должна быть построена таким образом, чтобы обеспечивать отключение лишь такой величины нагрузки, которая необходима для восстановления частоты до безопасных значений.

Применяются две системы АЧР:

- АЧР I - быстродействующая, очереди которой отличаются только уставками по частоте в диапазоне 46,5 - 49,3 Гц, общая уставка по времени 0,3 - 0,5 с, минимальная ступень по частоте 0,1 Гц;

- АЧР II - медленнодействующая, очереди которой имеют общую уставку по частоте в диапазоне 48,5 - 49,2 Гц и различные уставки по времени от 5 до 60 - 90 с, минимальная ступень по времени 3 с.

Назначение АЧР I - приостановить снижение частоты. Назначение АЧР II - восстановить частоту после действия АЧР I и мобилизации резервов активной мощности, ликвидировать возможное «зависание» частоты, предотвратить снижение частоты при медленных аварийных снижениях генерируемой мощности, а также при возникновении повторных дефицитов мощности.

При возникновении дефицита активной мощности в ЭЭС по мере снижения частоты срабатывают очереди АЧР I со все более низкими уставками по частоте, а по мере восстановления частоты - очереди АЧР II со все более высокими уставками по времени.

На рис. 3.6 показано изменение частоты в ЭЭС при дефиците мощности и действии АЧР (кривой А показано изменение частоты при отсутствии АЧР).

Рис. 3.6 Изменение частоты в ЭЭС при работе АЧР

В момент времени t=0 происходит авария, сопровождающаяся возникновением дефицита мощности. Резерв мощности исчерпан и частота начала снижаться. В точке 1 в момент частота достигает уставок срабатывания первой очереди АЧР I и всех очередей АЧР II. Срабатывание устройств АЧР I первой очереди приводит к отключению части нагрузки и замедлению снижения частоты. Далее срабатывают устройства АЧР I второй, третьей и т.д. очередей до тех пор, пока снижение частоты не приостановится. А в момент времени по истечении выдержки времени срабатывает устройство АЧР II первой очереди, через интервал - второй очереди и так до тех пор, пока частота в ЭЭС не поднимется выше уставки устройств АЧР II.

Объем нагрузки, отключаемой устройствами АЧР I, определяется по формуле

,

где - максимальный дефицит мощности;

- мощность нагрузки в исходном режиме;

- величина резерва мощности на ТЭС.

Мощность нагрузки, отключаемой АЧР II, принимается

,

но не менее 0,1. Возможность мобилизации мощности на ГЭС, как правило, не учитывается и идет в запас.

К устройствам АЧР в избыточных ЭЭС подключено примерно 50 % всех потребителей, а в дефицитных - около 80 %. Всего в ЭЭС РФ установлено более 8 000 устройств, к каждому из которых подключается нагрузка со сред-ним значением 10 МВт.

Дополнительная разгрузка

В отдельных случаях АЧР может оказаться неэффективной из-за резкого и глубокого снижения частоты и напряжения. Поэтому в этих случаях должны предусматриваться, кроме АЧР, устройства так называемой дополнительной разгрузки. Цель их введения - ускорение отключения потребителей и увеличение объема отключаемой нагрузки. Дополнительная разгрузка должна предотвращать не только недопустимое снижение частоты, но и глубокое снижение напряжения, угрожающее развитием лавины напряжения.

Важнейшим условием обеспечения эффективности дополнительной разгрузки является ее быстродействие. Поэтому дополнительная разгрузка нередко действует по факторам, характеризующим возникновение опасного местного дефицита мощности (не ожидая снижения частоты). Такими факторами могут быть: аварийное отключение генераторов, питающих линий, трансформаторов и т.д.

Возможно также применение устройства с пуском по скорости снижения частоты или с комбинированными пусковыми органами - по значению частоты и скорости ее снижения, по одновременному снижению частоты и напряжения.

Делительная автоматика по частоте

При глубоких и длительных понижениях частоты, обусловленных недостаточностью АЧР и дополнительной разгрузки, применяется делительная автоматика по частоте, которая отделяет от энергосистемы ТЭС или часть ее агрегатов с примерно сбалансированной нагрузкой с целью сохранения собственных нужд станции и питания наиболее ответственных потребителей.

Особо следует указать на важность установки делительной автоматики по частоте, которая фактически является последним устройством автоматики, позволяющим сохранить в работе ТЭС. Эта автоматика играет роль «последнего» рубежа в процессе эскалации аварийных событий.

Делительную автоматику по частоте следует выполнять с двумя пусковыми органами: одним - с частотой срабатывания 45 - 45,5 Гц и временем срабатывания 0,5 с, и с другим - с частотой срабатывания около 47 Гц и временем срабатывания 40 с.

Частотное АПВ (ЧАПВ)

Это важное средство уменьшения ущерба, вызванного отключением потребителей. Оно позволяет осуществлять ликвидации аварий (с отключением дефицитного района) без вмешательства персонала - полностью автоматическими устройствами.

Например, в результате действия АЛАР часть ЭЭС, получавшая мощность из энергообъединения, отделяется. Это приводит последовательно к снижению частоты и работе АЧР, осуществлению частотного пуска и загрузки ГГ, подъему частоты до уровня, обеспечивающего работу АПВУС межсистемной связи и присоединение отделившейся части ЭЭС к энергообъединению, восстановлению питания отключенных потребителей действием ЧАПВ.

Эффективно ЧАПВ может осуществляться также при успешном несинхронном АПВ отключенной связи с быстрым втягиванием в синхронизм или при ресинхронизации по оставшейся включенной связи после кратковременного АР и действия ОН в дефицитном районе. Существующие директивные материалы ориентируют на увеличение объема ЧАПВ, вплоть до полного охвата всех отключаемых потребителей.

...